El Cronista Comercial

Exportación de petróleo, una ecuación que sigue sumando incógnitas

Para que el sueño de una Argentina exportadora de petróleo y gas sea realidad, hace falta mucho más que superar las pesadillas de corto plazo, como la crisis doméstica y la caída de precios global

Exportación, una ecuación que sigue sumando incógnitas

En 2018, la producción de petróleo en la Argentina ascendió a 29,5 millones de metros cúbicos (m3), informó el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). Es decir, 80.790 m3 por día, un crecimiento del 4% contra los 770.000 m3 de 2018. De ese total, la producción de petróleo no convencional (shale oil) se incrementó 50%, a 15.663 m3/día.

Algo similar ocurrió con el gas natural. La producción, 49.300 millones de m3, se elevó 5%, de los 128,8 millones de m3/diarios de 2018 a los 135,2 millones del año pasado. La de gas no convencional, 21.000 millones de m3 (42,6% del total), escaló 26,8%, a 57,7 millones de m3 diarios.

Como consecuencia, las importaciones de gas natural cayeron 29,8% el año pasado, a 6873 millones de m3. Las de gas natural licuado (GNL) lo hicieron 51,6%, con lo que retornaron a niveles similares de 2010. Esto se debió a que el mayor volumen de gas de extracción local reemplazó al importado en el abastecimiento doméstico. Incluso, hubo excedente: en 2019, la Argentina exportó 1078 millones de m3.

En tanto, la importación de petróleo resultó nula en 2019, tras haber aumentado considerablemente entre 2012 y 2018, con un pico de compras al exterior en 2017 (u$s 11.000 millones). Así, al cabo de un año "de características fuertemente recesivas", según resaltó el IAPG, las exportaciones de hidrocarburos aumentaron 4,1%, a u$s 4374 millones, y las importaciones se contrajeron 32,%, lo que contribuyó a demoler en un 96,9% el déficit comercial energético del país: u$s 72 millones. En 2014, había sido de u$s 6543 millones.

Sin embargo, la perforación bajó un 12% el año pasado, con 905 pozos terminados, contra 1030 que se habían hecho en 2018. En febrero, no se hizo perforación alguna para producir gas, cosa que no ocurría desde hacía una década, resaltó el portal especializado Econojournal. Según Baker Hughes, una de las principales firmas de servicios del sector, la cantidad de equipos activos cayó de 55, en diciembre de 2018, a 44, en septiembre pasado.

Hubo un punto de inflexión claro. La firma, el 15 de agosto, del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 566, que congeló el precio interno de los hidrocarburos en u$s 59 por barril, a un tipo de cambio -también, fijo- de $ 45,19. Con un valor internacional de referencia, en esos días, a u$s 58, y un dólar de $ 57,69 en el promedio de mercado de ese día, para los productores, el impacto fue fuerte. Luego de retenciones, al tipo de cambio establecido por el decreto, el precio de crudo de realización -es decir, lo que el productor, finalmente, le vende al refinador-, pasó a ser de u$s 42,8. El Permian -la gran región productora de shale de los Estados Unidos- vendía a u$s 55. "Inviable. Un golpe brutal", definían en una de las petroleras más jugadas a Vaca Muerta.

El desplome de las últimas horas del barril del petróleo -ayer cotizaba en torno a los u$s 37- agregó más incógnitas a la ecuación.

Vaca Muerta, una de las más ricas formaciones de hidrocarburos no convencionales del planeta, es, desde hace años, la gran promesa económica de la Argentina. Por un lado, por las inversiones que podría captar -la famosa quimera de u$s 25.000 millones que persigue el proyecto de Guillermo Nielsen, presidente de YPF- y, por otro, por su potencial exportador. Una usina de divisas, a la que muchos, como el fugaz Secretario de Energía Javier Iguacel, se animaron a calificar de "nuevo campo", con, incluso, estimaciones de más de u$s 20.000 millones hacia 2027.

Pero, para que ese sueño se convierta en realidad, hace falta mucho más que superar las pesadillas de corto plazo.

"En los últimos dos años, las exportaciones saltaron de u$s 2000 millones a u$s 4000 millones. Todo, por efecto de Vaca Muerta", analiza Ezequiel Mirazón, socio de PwC Argentina. Pone el foco sobre el parate de inversión que hay hoy en el recurso. "Pensar en una Argentina exportadora de hidrocarburos sin inversión en Vaca Muerta es difícil", subraya.

Recuerda que el shale requiere mayores inversiones que el convencional y las empresas activas en la formación son, en su mayoría, los grandes players internacionales. "Los inversores quieren una estabilidad jurídica mínima. Cuando cambiaron las reglas de juego, sacaron el pie del acelerador", explica.

"Desde el tercer trimestre del año pasado, se experimentó una disminución del flujo de inversiones", observa Diego Calvetti, socio líder de Energía y Recursos Humanos de KPMG Argentina. Esto, indica, se debió a la combinación entre el cambio de gobierno y la falta de señales sobre su expectativa del sector por parte de la administración entrante. "Una vez producido el recambio, las urgencias postergaron las definiciones que se esperaban. Y se agregó la continuidad del congelamiento, sumado a la pesificación de la remuneración para la generación spot", resume. Esto, dice, añadió incertidumbre, ya que el negocio de gas buscaba una señal de precios desde mediados de 2019. "Ahora, a esta situación del contexto local, se sumó lo internacional", completa.

¿Hecha la ley?

La mentada Ley de Vaca Muerta, el proyecto que concibió Nielsen para blindar el yacimiento, todavía es una incógnita, cumplidos los 100 primeros días de gobierno. Distintos borradores que trascendieron, no obstante, sugieren que hará hincapié en el aspecto fiscal -beneficios e incentivos impositivos- para atraer (y retener) el capital. Pero, aunque ayuden, no sería lo que mueva el amperímetro del inversor.

"La Argentina tiene una tasa razonable de govermental take, cercana al 12%. El sector no necesita esos incentivos. No son lo que define una inversión", afirma, tajante, un experimentado ejecutivo del sector.

"El corazón de lo que hay que hacer es desarrollar un mercado de exportación", conceptualiza Javier Rodríguez Galli, socio de la práctica de Energía y Recursos Naturales del estudio Bruchou. Eso, subraya, tiene tres ejes. El primero es el alineamiento de los precios domésticos con los internacionales. "La fantasía del desacople el valor local del externo es imposible. Es difícil desarrollar un mercado exportador con precios distintos, tanto en crudo como en producto o en gas", describe.

El segundo eje, agrega Rodríguez Galli, es la libertad de volúmenes. "Esto implica el desafío de cómo satisfacer la demanda doméstica pero, a la vez, generar saldos exportables", puntualiza.

Hoy, rige la resolución 241 de 2017, firmada por el entonces Ministro de Energía, Juan José Aranguren. En su artículo sexto, indica que, previo a obtener la autorización para exportar, una empresa debe demostrar que, antes, le ofreció la compra a potenciales interesados del mercado interno. Es decir, darle prioridad a alguna de las cuatro refinadoras (YPF, PAE, Raízen y Trafigura). En la práctica, no siempre había match entre la oferta del productor y la demanda del refinador, tanto en precio como en volumen. La balanza terminaba volcándose a favor del comprador.

Voces de los productores sugieren cambiar esa resolución y recurrir a un sistema de autorización automática como el que rigió en los '90, cuando se exportaban 200.000 de los 800.000 barriles diarios producidos por día. "Eso haría un mercado de exportación mucho más fluido y dinámico", dicen.

Por su parte, el tercer eje de los que plantea Rodríguez Galli es no obligar a los players a liquidar el 100% de la exportación en el país, sino disponer de parte de las divisas en el exterior, ya sea como dividendo o para pago de importaciones.

En el mercado, subrayan que, hoy, la exportación de Vaca Muerta es, fundamentalmente, petróleo. Sólo algún proyecto concreto, como el de Tecpetrol, está volcado al gas. En tal caso, los conceptos para desarrollar un mercado exportador tampoco difieren. "Hará falta precio y, también, la posibilidad de vender a largo plazo", puntualiza una fuente. "En crudo, no se necesita contratos de largo, sino que fluja. En gas, en cambio, como se requiere inversión, harán falta contratos de largo plazo y precios de exportación", agrega. Hoy, la Secretaría de Energía debe aprobar cada despacho, una traba burocrática para cualquier acuerdo de provisión en firme de largo término. Sobre todo, si, para su evacuación, hará falta construir gasoductos y una planta de GNL, proyectros de cientos, o miles, de millones de dólares, a financiarse con el flujo de fondos que generen los propios emprendimientos.

Para Calvetti, de KPMG, el desarrollo de Vaca Muerta implicará establecer un régimen aduanero (desgravaciones arancelarias para importar productos de contenido tecnológico), uno cambiario (garantizar el libre acceso y flujo de divisas para el sector) y uno impositivo, con incentivos para el no convencional. Además, considera clave el acceso al financiamiento ("en este nivel de tasa, no hay proyecto que dé retorno; el nivel de riesgo que se percibe es muy grande") y que exista un precio sostén. "Hoy, en función del contexto internacional, se necesita un valor que permita sostener el nivel de actividad", plantea.

Pero eso es largo plazo. Y la Argentina suele ser el factor del corto. En tal sentido, el presente, todavía, plantea riesgos. "Con la combinación de no certezas locales y alto grado de incertidumbre de contexto, no volveremos a ver en Vaca Muerta los niveles de inversión que había antes de las PASO o que se aceleren, significativamente, los proyectos piloto", observa Calvetti. "Veo un escenario de wait & see, del que no debe descartarse la salida de algún jugador que necesite proteger su cash-flow frente a la turbulencia", agrega.

Mirazón, de PwC, sigue muy de cerca la variable inversión. "Todo lo que es shale tiene un crecimiento muy rápido de producción. Y, también, de caída. Lo que no se invierte hoy para mantener la producción se cae abruptamente", explica. En tal sentido, vaticina que, si en seis meses, no se inyecta más capital en Vaca Muerta, habrá un problema de abastecimiento interno.

"Es cierto que, hoy, funciona a media máquina. Se completaron todos los sets de fractura y se abren muy pocos nuevos", reconoce un ejecutivo de un productor. "Pero el recurso es tan increíblemente bueno que, con tres o cuatro señales, se reactiva con velocidad", afirma. Recuerda que casi todos los grandes players internacionales ya están posicionados en el área. Y que, a Schlumberger, el único en vender activos (su participación en Bandurria Sur), no le costó encontrar interesados (Shell y Equinor). "Eso no pasa si el activo no fuera bueno", enfatiza.

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